6.9 Применение пенных систем при добыче нефти

Установлено, что большинство применяемых методов выравнивания профиля приемистости воздействует на ближнюю зону скважин; в то время как не менее важно, чтобы перераспределение потоков нагнетаемой воды происходило в межскважинном пространстве, то есть там, где предполаются основные остаточные запасы нефти. Например, особую проблему представляют наиболее протяженные трещины или промытые каналы, служащие как бы байпасом для проникновения воды в добывающие скважины. В то же время если хотя бы часть этих каналов на удалении от нагнетательных скважин не удается закупорить каким-либо изолирующим составом, то стенки высокопроницаемых каналов могут становиться источником расширения площади фильтрации. Проблема здесь в том, чтобы доставить состав на как можно большее расстояние, не кольматируя при этом прискважинную зону. Вместе с тем степень воздействия на удаленные зоны зависит от объема применяемой композиции. Использование дорогостоящих композиций на основе полиакриламидов, жидкого стекла, древесной муки и т.п. не позволяет закачивать их в объеме, сравнимом с объемом пор участка пласта.

Поэтому первоочередной является задача по созданию малозатратных технологий и реагентов для массированного воздействия на пласт в целом.

Кроме того, традиционные композиции по ВПП в различной степени кольматруют и низко-, и высокопроницаемые пропластки прискважинной зоны, хотя целесообразнее было воздействовать, прежде всего, на высокопроницаемые интервалы.

Поэтому необходимо разрабатывать такие композиции, которые позволяли бы комплексно воздействовать как на прискважинную зону (выравнивание профиля приемистости), так и на удаленную зону пласта. При этом система должна обладать селективным воздействием на разнопроницаемые интервалы и которую можно закачивать в больших объемах, независимо от приемистости скважин.

Таким требованиям отвечают пенные системы, обладающие регулируемыми в широких пределах параметрами. Технология циклической обработки пенами позволяет доставлять их на любые расстояния от скважины. Кроме того, поскольку пена в данной технологии образуется из природного газа, источником которого является газлифтный комплекс месторождения, то в целом это способствует уменьшению остаточной нефтенасыщенности в удаленных зонах за счет снижения вязкости нефти содержащимся в пене газом.

По данной технологии образование пены происходит не на поверхности, а в пласте, поэтому можно предположить, что, обладая низкой вязкостью, исходные компоненты пены (водный раствор ПАВ и газ) не закупоривают малопроницаемые пропластки, а, проникая в высокопроницаемые, образуют в них пенный барьер.

Механизм пенообразования и его применение в нефтедобыче детально исследовали такие отечественные ученые, как Амиян В.А., Швецов И.А., Долгов С.В. Арзуманов Г.В., Горбатова А.Н., Максимович Г.К. Васильев В.К., Лютина Л.В.. Из зарубежных работ известны труды: Д. Бонда, О Холбрука С. Лейка, А. Фрида, Дж. Бернарда, С. Разы, С. Мадсена и др.

Впервые пенообразующие вещества в нефтяной и газовой промышленности в СССР были применены для удаления скопившихся на забое в процессе эксплуатации жидкости и твердых частиц.

Приведем основные свойства двухфазных пен для понимания терминологии, принятой в настоящей работе.

Пена – это дисперсная система, состоящая из пузырьков газа, разделенных прослойками жидкости (концентрация газа в объеме, занимаемом пеной, должна превышать 75%).

Применяемые пены в зависимости от состава пенообразующего раствора (ПР) могут быть двухфазными и трехфазными. В первом случае пенообразующий раствор содержит ПАВ (пенообразователь) и стабилизирующие добавки, образующие истинный раствор в воде; во втором — дополнительно твердую фазу, например, глину, мел и т. п.

Параметры пенных систем следующие:

1) кратность пены – отношение объема, занимаемого пеной, к объему, который занимает жидкость;

2) дисперсность пены – средний размер пузырьков газа или распределение пузырьков по размерам;

3) устойчивость пены – период времени с момента образования пены до перехода ее в газо-жидкостную эмульсию;

4) критический перепад давления – перепад давления, при котором начинается развитие вязкостной неустойчивости пенной системы.

Экспериментальные исследования формирования пенных

систем

Для создания гибкой и легко адаптируемой к конкретным геолого-промысловым условиям технологии авторами совместно с Тюменским филиалом Института прикладной и теоретической механики СО РАН была разработана программа и проведены исследования процессов образования и эволюции пенных систем в пористых средах [34].

Воздействие пенными системами на пласт позволяет уменьшить эффективную подвижность вытесняющего агента и избирательно блокировать высокопроницаемые пропластки, что приводит к увеличению коэффициента охвата пласта воздействием и изменению линий тока закачиваемой воды.

Кроме того, если в качестве газовой фазы используется углеводородный газ, то он разжижает нефть, снижая ее вязкость, тем самым стимулируя вытеснение нефти. Свойства пены можно регулировать в широких пределах, что делает возможным создание технологии, которая может быть легко адаптируема к конкретным горногеологическим условиям.

Изучение образования пены и ее параметров при закачивании флюидов и газа проведено в несколько этапов.

Вначале производился подбор оптимальных типов ПАВ. Затем проводились исследования на прозрачных моделях пористой среды с использованием цифровой видеосъемки и приборных наблюдений.

Далее на специально собранной установке с окнами визуальных наблюдений проводились исследования образования пены и ее параметров при пластовых параметрах.

На первом этапе через модель прокачивался 0,5 % ПАВ - пенообразователя. На втором этапе на вход модели из рессивера подавался газ таким образом, что создавался постоянный перепад давления на входе и на выходе модели. Визуально исследовался процесс образования пены: скорость и вид фронта вытеснения раствора газом, кратность полученной пены, её текстура и поведение в процессе генерации. На третьем этапе, после заполнения модели пеной, изучалась устойчивость пенной оторочки по отношению к заданному перепаду давления газа, скорость фильтрации (зависимость расхода пены от времени при заданном перепаде давления) и гидродинамические сопротивления при прокачивании пены.

В результате проведенных исследований впервые установлены следующие факты.

Первый факт. Образование пены начинается при развитии «языковой» вязкостной неустойчивости фронта вытеснения пенообразующего раствора газом. Критическое значение перепада давления (Р_кр) для 0,5 % раствора ПАВ в подтоварной воде составляет 0,01 МПа (для воды Р_кр = 0,02 МПа).

Второй факт. Условно выделены три режима образования пены: низко-, средне- и высоконапорный.

При низконапорном режиме дренирования (Р = 1-2 Р_кр) фронт продвижения газа в ПР является неустойчивым с повышенной остаточной насыщенностью модели ПР. Средняя установленная скорость продвижения фронта вытеснения ~ 1мм/с. Получаемая пена является высокократной с малым числом плёнок. Гидродинамические сопротивления движущейся пены при перепаде давления, соответствующем условиям образования пены, в 500 - 1000 раз превышает гидродинамические сопротивления модели по газу без пены.

Полученная пена обладает свойством реопексии. Реопексия – ускорение нарастания прочности и структурирования дисперсных систем при наложении небольших напряжений и деформирования с небольшой скоростью. При увеличении перепада давления (Р) пена приходит в движение, происходит ее вторичное образование за счёт остаточной насыщенности ПР и регенерации пены.

Третий факт. Гидродинамические сопротивления пены при перепаде давления, соответствующем условиям образования пены, являются неустойчивыми, что показано на рисунок 6.12 Происходит периодический прорыв газа через пенную оторочку, который может служить механизмом формирования пенного экрана, распространяющегося на большие расстояния в пластовых условиях. Из этого следует очень важный вывод: на практике образовывать пену необходимо при больших перепадах давлений, чем ожидаемые рабочие давления.

EMBED Excel.Chart.8 \s

Рисунок 6.12 - Зависимость перепада давления прорыва воды (Р*) от перепада давления, при котором образуется пена (Р)

Четвертый факт. Установлено, что существует зависимость градиента давления разрушения пены от ее кратности. На рисунке 6.13 приведен обобщенный график, из которого следует, что при высоких кратностях достаточно меньшего перепада давления для разрушения пены, чем при низкой кратности.

Таким образом, выявлены важные, ранее не встречавшиеся в литературе свойства пены: высоконапорная низкократная пена, образованная при скоростях и давлениях выше, чем низконапорная высокократная, которая обладает большим гидродинамическим сопротивлением разрушению. Из этого следует, что при одинаковом перепаде давления в высокопроницаемой поровой среде при больших скоростях будет образовываться более устойчивая пена, нежели при меньших скоростях в низкопроницаемой среде.

EMBED Excel.Chart.8 \s

Рисунок 6.13 - Зависимость градиента давления азрушения пены от ее кратности

При этом чем больше разница в проницаемости, тем устойчивее образуется пена в высокопроницаемом пропластке и тем легче она будет разрушаться в низкопроницаемом. При этом в разнопроницаемых интервалах образуются барьеры из пены различной прочности. Последнее говорит о том, что пена – это саморегулируемая система и с практической точки зрения приемлема для выравнивания профиля приемистости.

По результатам сравнения свойств пен, получаемых на основе неонола и сульфонола, было установлено, что применение раствора неонола в качестве ПР предпочтительнее в интервалах с остаточной нефтенасыщенностью (например, при ограничении водопритока в добывающие скважины), а использование раствора сульфонола при наличии остаточной нефтенасыщенности должно быть минимально (нагнетательные скважины (рисунок 6.14).

а) б) скелет воздух нефть вода пленки пены

Рисунок 6.14. Образование пены при применении 0,5% раствора неонола: а) при EMBED Equation.3 в чистом ПР, б) при EMBED Equation.3 в ПР с остаточными углеводородами после пятикратного циклического закачивания ПР и газа

На рисунок 6.15 показан участок микромодели с пеной, полученной в чистом ПР (рисунок 6.15, а) и в ПР при остаточной нефтенасыщенности в микромодели (рисунок 6.15, б). Из рисунка следует, что в микромодели с остаточной нефтенасыщенностью пленки пены не формируются. Закачивание газа в ПР с водонефтяной эмульсией приводит к образованию газожидкостной смеси (жидкости с пузырьками газа), которая фильтруется через микромодель.

Таким образом было установлено, что остаточная нефтенасыщенность приводит к резкому уменьшению вспениваемости раствора сульфонола в пористой среде. С учетом хорошего преобразования раствора сульфонола в пористой среде без остаточной нефти данное свойство может играть положительную роль в технологии повышения коэффициента вытеснения нефти. В высокопроницаемых участках пласта нефть, как правило, уже вытеснена и при последовательной закачке ПР и газа в них может образовываться пена с высо

ким гидродинамическим сопротивлением фильтрации флюидов. В низкопроницаемых участках, где сохраняется остаточная нефтенасыщенность, пена не образуется, и по ним происходит дополнительное вытеснение нефти.

а)	б)
Рисунок 6.15. а) Образование пены в пористой среде при закачивании газа в чистый ПР на основе сульфонола; б) Отсутствие пенообразования в пористой среде с остаточной нефтенасыщенностью (10 %) при закачивании газа в ПР на основе сульфонола (в центре микромодели видны следы разрушенных пленок пены)

Таким образом, в результате проведенного комплекса исследований получены следующее результаты:

- установлено, что механизм образования, режимы фильтрации и устойчивость пены в керне аналогичны установленным для плоской модели;

- установлены селективные и саморегулирующие свойства пенных систем как по отношению к разнопроницаемым, так и разнонасыщенным пропласткам;

- установленные явления имеют принципиальное значение, так как доказывают, что пены могут быть использованы как для выравнивания профиля приемистости, так и для селективной изоляции зон водопритока;

- установлено, что пенные системы можно использовать для удаления (извлечение) остаточной нефти как за счет свойств ПАВ, так и углеводородного газа;

- установлено, что пену необходимо образовывать в пласте, так как при высоких давлениях пена более устойчива;

- впервые установлено, что устойчивость и блокирующие свойства пен выше, если образовывать пену из пузырьковой жидкости;

- установлено, что пенные оторочки можно создать на любом расстоянии от скважины, что делает возможным использовать пену при потокоотклоняющих технологиях.

основе технологической схемы (рисунок 6.16) лежит свойство газожидкостных систем образовывать в пористой среде пену, обладающую более высокими блокирующими характеристиками, чем при ее формировании из предварительно насыщенного пузырьками газа пенообразующим раствором, т. е. из пузырьковой жидкости (ПЖ). Применение циклического режима закачивания ПР и газа выбрано с целью:

а) максимально возможного вытеснения газом образующейся водонефтяной эмульсией;

б) в каждом последующем цикле при закачивании ПР с повышением давления разрушать образованную в пласте пену и превращать ее в газожидкостную смесь, которая продвигается к прискважинной зоне, а при последующем закачивании газа в каждом цикле вновь получать пену.

Рисунок 6.16 Схема циклического закачивания пены. ПЖ – пузырьковая жидкость

Ц елью промысловых испытаний предполагаемой технологии было исследование влияния пенных систем на перераспределение работающих толщин и изменение гидродинамических параметров прискважинной и удаленной зон. Такие испытания пенного воздействия проведены в 2002 г. на скважине № 2661 Самотлорского месторождения на участке с блочной системой разработки объекта АВ_4-5. Результаты проведения пенной обработки приведены на рисунке 6.17, где показаны диаграммы профилей приемистости до и после ее воздействия. По их данным четко прослеживается изменение профиля

приемистости: старые высокопромытые каналы закольматированы; в результате обработки образовались новые интервалы поглощения, при этом работающая толщина (коэффициент охвата по разрезу) увеличилась на 30 %.

Практическим результатом воздействия явилось снижение обводненности продукции в добывающих скважинах и увеличение доли нефти в продукции от 10 до 40 %. На воздействие пенами прореагировало 6 скважин, прирост дебита составил 2 т/сут на одну реагирующую скважину.

В годовом исчислении это позволит на одну операцию по закачиванию пен добыть от 1300 до 3000 т нефти дополнительно. Для сравнения - достичь подобной эффективности при применении традиционных методов ВПП возможно только при троекратном увеличении объема закачивания реагентов, что реально осуществить удасться (например характерным для месторождений Западной Сибири), далеко не во всех скважинах.

Таблица 6.8 - Параметры коллектора до и после проведения работ,

определённые по гидродинамическим исследованиям

Параметры	Коэффициент приемистости, м3/сут/МПа	Гидродинамические параметры
		гидропроводность, мкм2*см/мПа*с	пьезопроводность, см2/с	радиус зоны трещиноватости, м
До проведения работ	95	87	1682	90
После проведения работ	35	30	580	51
Соотношение параметров	2,7	2,9	2,9	1,8